现行海洋钻井井控标准对比分析与修订建议

曾胡勇 刘明 刘智欣 韩玉龙 曾勇

摘 要：为了加强对海洋钻井井控工作的指导，结合现场实际工作运用，对现行的几项适用于陆地和海洋钻井的井控标准进行对比，对其中存在不完善之处，进行问题分析，并提出了标准修订建议，希望对海洋石油钻井井控装备相关标准的修订提供参考依据。

关键词：海洋钻井，井控标准，对比分析，建议

0 前 言

海洋钻井作业环境与陆上差异甚大，作业场所狭小是其明显的特性。受作业环境的影响，井控设备设施的布局、井控程序等都形成了异于陆上的独特之处。海洋钻井井控标准源于陆上井控标准，结合行业特有的实际情况而制定，为海洋钻井井控工作起到了很好的指导作用。随着海洋石油勘探开发向深远海纵深推进，海洋石油勘探开发、井控装备与技术得到了进一步发展，但是在现行海洋钻井井控标准中，还存在一些比较模糊的问题，这些问题对现场井控装备的安装使用以及井控管理工作造成影响，应根据实际情况进行修订完善，起到更好的指导作用。

1 国内现行海洋钻井井控标准现状

目前国内参照采用的海洋钻井井控标准主要有2项国家标准，2项API标准，6项行业标准，1项中海油企业标准。本文笔者结合日常工作中遇到的采标问题，主要对比分析其中6项标准与中海油企业标准井控指南。

1.1 GB/T 31033-2014《石油天然气钻井井控技术规范》[1]

该标准起草单位是中石油川庆钻探工程有限公司，主要规定了石油天然气钻井作业的井控技术要求，适用于陆上、滩海石油天然气勘探、开发钻井作业中的油气井压力控制，主要从井控设计、井控装置安装与使用、井控工艺技术方面进行规定，是比较全面、重要的井控标准之一。

1.2 SY/T 6868-2016《钻井作业用防喷设备系统》[2]

该标准起草单位是川庆钻探工程有限公司及国内几家主要井控装备生产商，规定了陆上和海上钻机（钻井驳船式、平台钻机式、自升式和浮式钻井平台）用防喷设备的安装和测试要求，主要从地面、水下防喷器及控制系统的配置、安装、维修、测试等方面进行规定，不涉及井控工艺技术。

1.3 SY/T 5964-2019《钻井井控装置组合配套、安装调试与使用规范》[3]

该标准起草单位是中石油川庆钻探公司及中石化胜利油田等陆地油田相关单位，规定了陆上钻井井控装置组合配套形式、安装、调试和使用规范，适用于陆上石油天然气钻井井控装置，不涉及井控工艺技术。

1.4 SY/T 6962-2018《海洋钻井装置井控系统配置及安装要求》[4]

该标准起草单位是中海油田服务股份有限公司和中海油有限公司研究总院，规定了海洋钻井装置井控系统的配置原则、组合形式及安装要求，适用于浅水海洋钻井装置的井控系统，深水海洋钻井装置的井控系統参照执行，不涉及井控装置维修测试及井控工艺等内容。

1.5 SY/T 5323-2016《石油天然气工业钻井和采油设备 节流和压井设备》[5]

该标准起草单位是中石油相关单位和国内主要井控装备生产商，规定了节流和压井系统的性能、设计、材料、焊接、试验、检验、贮存和运输的最低要求，适用于为钻探油气井服务的具有安全和功能互换性的地面和水下节流与压井系统设备。

1.6 API STD53-2018《Well Control EquipmentSystems for Drilling Wells》[6]

该标准规定了陆上及海上钻机（驳船式、固定平台、自升式平台、浮式平台）钻井作业用井控设备的安装与测试要求。

1.7 中海油企业标准《海上井控装备配置、安装、使用指南》[7]

该标准起草单位是中国海洋石油有限公司，主要适用于中海油有限公司国内海上执行海上钻机（模块钻机、自升式和浮式平台）井控装备的配置、安装及使用。作业者在陆地、境外的作业亦可参照本指南。

2 标准对比分析与修订建议

以上各项标准为海洋石油钻井领域采用较多的井控有效标准，涵盖了陆上、海洋钻井井控装置配套、组合形式、安装使用、测试与井控工艺技术规范要求。但是通过深入对比分析，笔者发现以上标准还是存在一些问题，为井控设备的现场使用带来了一些疑惑，一定程度上制约了现场井控安全管理。

2.1 关于压井管汇单流阀（止回阀）安装要求问题

GB/T 31033-2014《石油天然气钻井井控技术规范》和SY/T 5964-2019《钻井井控装置组合配套、安装调试与使用规范》两项标准中推荐各压力级别的压井管汇示意图（示例）中均显示安装了单流阀；SY/T 6868-2016《钻井作业用防喷设备系统》规定：“额定压力为34.5Mpa或以上的管汇设施，在防喷器组出口和压井管线之间最低配置应包括两个全径手动阀加1个止回阀，或两个全径阀（其中一个为远控阀）”[2]；SY/T 6962-2018《海洋钻井装置井控系统配置及安装要求》和中海油企业标准《海上井控装备配置、安装、使用指南》两项标准中，均未提到单流阀相关要求；API STD53-2018标准中规定：“预期地面压力在3000psi（20.7MPa）以上的压井管线最低应包括两个全径手动阀加1个止回阀，或两个全径阀（其中一个为远控阀）；对于预期地面压力在3000psi（20.7MPa）以下的压井管线应包括两个全径手动阀”[6]。

问题分析与建议：现场发生复杂井控事件后，如果需要采用置换法或者硬顶法压井，则必须用泥浆泵或者固井泵从压井管线泵入压井液，在井筒上部分为气体且套压较高的情况下，停泵之后压井液可能被顶出来。为了避免停泵后压井液被井内高压气体顶出，建议在SY/T 6962-2018标准修订中规定：额定压力为34.5MPa或以上的管汇设施，在防喷器组出口和压井管线之间最低配置应包括两个全径手动阀加1个止回阀，或两个全径阀（其中一个为远控阀）。

2.2 关于节流管汇缓冲管（罐）尺寸要求问题

SY/T 6868-2016《钻井作业用防喷设备系统》标准中规定：“为将放喷管线汇聚在一起，有时将缓冲罐安装在节流阀的下游位置。使用缓冲罐时，其结构性能应能导向流体，并应有隔离失效的缓冲罐结构”[2]；SY/T 6962-2018 《海洋钻井装置井控系统配置及安装要求》标准中规定：压力级别大于等于15000psi的节流压井管汇缓冲管尺寸为152.4mm（6in），其余压力级别缓冲管尺寸为101.6mm（4in）；中海油企业标准《海上井控装备配置、安装、使用指南》中规定：“节流管汇下游端管线（包括缓冲管）通径不应小于节流阀进口、出口通径尺寸”[7]。

问题分析与建议：缓冲管（罐）存在的目的在于对节流阀下游的流体进行汇合，并分流至需要的放喷通道（如：液气分离器或者放喷管线），对尺寸的要求主要以不对节流阀上游造成额外回压为标准，因此其尺寸不小于节流阀进口、出口通径尺寸即可。因此，建议SY/T 6962-2018标准修订中取消对于缓冲管（罐）尺寸的要求，保留节流管汇下游端管线（包括缓冲管）通径不应小于节流阀进口、出口通径尺寸。

2.3 关于缓冲管（罐）下游放喷管线去向要求问题

GB/T 31033-2014《石油天然气钻井井控技术规范》和SY/T 5964-2019 《钻井井控装置组合配套、安装调试与使用规范》两项标准中规定井控管汇包括防喷管汇、节流管汇、压井管汇和放喷管线，节流管汇下游连接液气分离器和放喷管线；SY/T 6868-2016《钻井作业用防喷设备系统》中规定节流管汇下游去向为钻井液池、液气分离器、防喷管线；SY/T 6962-2018 《海洋钻井装置井控系统配置及安装要求》中规定：“缓冲管下游应至少设有通往液气分离器、钻井液槽及测试燃烧臂或天车顶部的排出口”[4]；中海油企业标准《海上井控装备配置、安装、使用指南》中规定：“缓冲管下游应至少设有通往液气分离器、舷外排放口或燃烧臂的管线，宜设有通往泥浆回流管的管线”[7]；API STD53-2018标准中规定：“燃烧/放喷管线应该能根据不同的风向提供燃烧和放喷选择”[6]。

问题分析与建议：现场发生井控事故后，节流管汇主要能够承担以下功能：通过液气分离器分离泥浆和气体，气体通过主排气管线排至天车；如果井筒上半部分被喷空并充满气体，可以直接通过节流管汇和放喷管线进行气体放空；测试期间的油气可以通过节流管汇导入测试管汇。另外，考虑海上平台作业空间有限的实际情况以及不同季节风向变化，放喷管线可以延伸至天车，或者延伸至钻井船（平台）两舷舷外。因此，建议SY/T 6962-2018标准修订中，修改为缓冲管下游应至少设有通往液气分离器、测试燃烧臂及两舷舷外或天车顶部的排出口，宜设有通往泥浆回流槽的管线。

2.4 关于节流阀下游端闸阀压力级别要求问题

SY/T 6962-2018《海洋钻井装置井控系统配置及安装要求》中规定：“压力级别大于等于10，000psi（68.9MPa）的节流压井管汇，节流阀下游闸阀工作压力可较上游低一个等级，其余压力级别的节流阀下游闸阀工作压力同节流阀前的工作压力”[4]；SY/T 5964-2019《钻井井控装置组合配套、安装调试与使用规范》规定：“节流管汇、压井管汇的压力级别应与防喷器的压力级别相匹配”[3]；SY/T 5323-2016《石油天然气工业钻井和采油设备 节流和压井设备》中规定：“节流和压井管汇总成可以是唯一的额定工作壓力，或者有两种额定工作压力，低压力等级位于与节流阀出口端连接第一个隔离阀的下游部分，即每只节流阀的下游至少应安装一个与节流阀相同工作压力的隔离阀”[5]。

问题分析与建议：考虑现场进行节流放喷过程中，如果发生节流阀完全刺漏，关闭下游端第一个隔离阀后，下游端第一个隔离阀将会承受井筒的压力。为了安全起见，要求节流阀的下游端安装一个与节流阀相同工作压力的隔离阀是至关重要的。因此，建议SY/T 6962-2018标准修订中，采纳SY/T 5323-2016标准规定，将节流阀下游闸阀的压力级别要求修改为：压力级别大于等于10，000psi（68.9MPa）的节流压井管汇，节流阀下游第一个闸阀之后阀门的工作压力可较上游低一个等级。

2.5 关于节流管汇放喷管线（旁通节流阀）要求问题

GB/T 31033-2014《石油天然气钻井井控技术规范》和SY/T 5964-2019 《钻井井控装置组合配套、安装调试与使用规范》两项标准在推荐的节流管汇示意图（示例）中均显示有放喷管线（旁通节流阀）安装要求；SY/T 6868-2016《钻井作业用防喷设备系统》中规定：“放喷管线（不经过节流阀的管线）通径不得小于节流管线的通径，该管线在防喷器关闭并保持最低回压的情况下，可大排量循环钻井液以降低井内压力”[2]；中海油企业标准《海上井控装备配置、安装、使用指南》在节流管汇图例中5000～10，000psi（34.5～68.9MPa）的直式节流管汇有放喷管线（旁通节流阀）；15，000psi（105MPa）立式节流管汇无放喷管线（旁通节流阀）。

问题分析与建议：现场压井作业结束后，还将继续在关闭防喷器的条件下通过节流管汇循环观察一段时间，对于压力窗口比较窄的井，为了降低井口回压，需要通过与节流管汇尺寸一样的放喷管线（旁通节流阀）进行循环，而通常节流阀全开后，通孔尺寸也没有节流管汇通径尺寸大，那就必须有放喷管线（旁通节流阀）实现以上功能。因此，建议SY/T 6962-2018标准修订时，增加对节流管汇放喷管线（旁通节流阀）的安装要求。

3 结论与建议

（1）对于额定压力为34.5MPa或以上的管汇设施，应明确压井管汇单流阀强制配置要求。

（2）对于缓冲管（罐）尺寸的要求，应满足节流管汇下游端管线（包括缓冲管）通径不应小于节流阀进口、出口通径尺寸，不宜明确具体尺寸要求。

（3）应明确缓冲管下游放喷管线的去向，应至少设有通往液气分离器、测试燃烧臂及两舷舷外或天车顶部的排出口，宜设有通往泥浆回流槽的管线。

（4）对于节流阀下游闸阀的压力级别要求应统一为压力级别大于等于10，000psi（68.9MPa）的节流压井管汇，节流阀下游第一个闸阀之后阀门的工作压力可较上游低一个等级。

5）应明确统一对于节流管汇放喷管线（旁通节流阀）的安装要求。

参考文献

GB/T 31033-2014，石油天然气钻井井控技术规范[S].

SY/T 6868-2016，钻井作业用防喷设备系统[S].

SY/T 5964-2019，钻井井控装置组合配套、安装调试与使用规范[S].

SY/T 6962-2018，海洋钻井装置井控系统配置及安装要求[S].

SY/T 5323-2016，石油天然气工业钻井和采油设备 节流和压井设备[S].

API STD53-2018 Well Control Equipment Systems forDrilling Wells[S].

中国海洋石油有限公司.海上井控装备配置、安装、使用指南[S].

陈佩华.现行井控标准中存在的问题及改进措施[J].辽宁化工，2021，50（4）：572-574.